Estudo do processo de injeção de vapor aplicado em reservatórios de óleo pesado, usando poços verticais.

(1)

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA

CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO

ESTUDO DO PROCESSO DE INJEÇÃO DE VAPOR APLICADO EM

RESERVATÓRIOS DE ÓLEO PESADO, USANDO POÇOS VERTICAIS

Raphaela Tábata Rabêlo Freitas

(2)

Raphaela Tábata Rabêlo Freitas

ESTUDO DO PROCESSO DE INJEÇÃO DE VAPOR APLICADO EM

RESERVATÓRIOS DE ÓLEO PESADO, USANDO POÇOS VERTICAIS

Trabalho apresentado ao Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal do Rio Grande do Norte como requisito parcial para a obtenção do título de Engenheiro de Petróleo.

Orientador (a): Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas

Dezembro, 2018 NATAL, RN

(3)

(4)

FREITAS, Raphaela Tábata Rabêlo. Estudo do processo de injeção de vapor aplicado em

reservatórios de óleo pesado, usando poços verticais. 2018. 72 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2018.

Palavras-Chaves: Injeção de Vapor, Simulação Numérica, Métodos Térmicos, Injeção

Contínua, Poços Verticais.

Orientadora: Profª. Drª. Jennys Lourdes Meneses Barillas

RESUMO

___________________________________________________________________________

Uma das grandes dificuldades frente aos desafios da indústria petrolífera denomina-se produção em reservatórios dotados de óleos pesados, visto que esses devido a sua alta viscosidade tornam o escoamento do óleo uma tarefa difícil. Um dos métodos térmicos mais utilizados mundialmente é a injeção de vapor, justamente por se tratar de um método eficaz e economicamente viável, quando comparado com outros métodos. Esse foi utilizado neste trabalho, mais especificamente, a injeção de vapor contínua. Além disso, neste trabalho, foram feitas análises com diferentes configurações de poços, malhas five-spot e malhas five-spot invertidas, como também para diferentes vazões de injeção de vapor. As ferramentas computacionais utilizadas para simulação foram o módulo WinProp e o Builder do Computer Modelling Group (CMG), nos quais foram criados, respectivamente, o modelo de fluido e o de reservatório. Além desses, o módulo STARS, direcionado para os métodos térmicos, foi utilizado para a simulação dos modelos construídos. Nas análises efetuadas, foram investigadas propriedades, tais como: viscosidade e saturação do óleo, além de considerar os efeitos das vazões de injeção e da mudança da configuração dos poços no fator de recuperação e na produção acumulada. Por isso, este trabalho teve como objetivo apontar qual seria a melhor resposta ao método aplicado a este reservatório e dentre os casos analisados, concluiu-se que os casos 1, malha five-spot invertida com 25 poços produtores e 13 poços injetores, o caso 5, com malha spot invertida com 30 poços produtores e 16 injetores, e o caso 6, malha five-spot com 16 poços produtores e 30 injetores, obtiveram bons resultados, porém se faz necessário um estudo da viabilidade econômica para definir, de fato, qual o melhor modelo.

(5)

FREITAS, Raphaela Tábata Rabêlo. Estudo do processo de injeção de vapor aplicado em reservatórios de óleo pesado, usando poços verticais. 2018. 72 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2018.

Keywords: Steam Injection, Numerical Simulation, Thermal Methods, Continuous Injection,

Vertical Wells.

Tutor: Profª. Drª. Jennys Lourdes Meneses Barillas

ABSTRACT

__________________________________________________________________________

One of the great difficulties faced by the oil industry is called production in reservoirs with heavy oils, since these due to their high viscosity make the flow of the oil a difficult task. In order to mitigate this obstacle, thermal methods are adopted. These are intended to increase the temperature of the reservoir, consequently the temperature of the oil, through the transfer of heat it will reduce the viscosity of the oil. One of the most widely used thermal methods worldwide is the injection of steam, precisely because it is an effective and economically viable method when compared to other methods. This method was used in this work, more specifically, the continuous steam injection. In addition, in this work, analyzes were performed with different well configurations, five-spot pattern and inverted five-spot pattern, as well as studies were done for different flow rates of steam injection. The computational tools used for simulation were the WinProp and the Builder of the Computer Modeling Group (CMG), in which the fluid model and the reservoir model were created, respectively. Besides these, the STARS, which is directed to the thermal methods, was used for the simulation of the built models. In the performed analyzes, properties such as viscosity and oil saturation were investigated. Therefore, the aim of this study was to determine the best response to the method applied to this reservoir, and it was concluded that cases 1, inverted five-spot pattern with 25 producing wells and 13 injection wells, the case 5, inverted five-spot pattern with 30 producing wells and 16 injectors, and case 6, five-spot pattern with 16 producing wells and 30 injectors, obtained good results, however a study of economic viability is necessary to define, in fact , which is the best model.

(6)

DEDICATÓRIA

Dedico este trabalho à minha mãe, Valéria

Rabêlo Carneiro, e à minha avó, Maria José Rabêlo, as quais não mediram esforços para

me incentivar em todos os momentos da minha vida e nunca deixaram de acreditar no meu potencial. Vocês foram essenciais para a minha formação.

(7)

AGRADECIMENTOS

Primeiramente, a Deus, por ter iluminado e direcionado a minha vida;

À minha família, em especial, minha mãe e minha avó as quais se sacrificaram, cuidaram de mim, foram compreensivas e sempre acreditaram no meu potencial;

À minha orientadora, Professora Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas, pelo incentivo, apoio, conselhos, orientação acadêmicas durante todo este período para idealização e elaboração desse trabalho;

Aos meus amigos, em especial, Joseane, Thaise, Manoel, Anderson, Bruno, Renan, Magno, Lucas, Fernando, Jasminne, Carol, Igor, Amadeu, Amanda, Maurício, Airton e Samara que não negaram força, incentivo, cuidado e carinho, muito obrigada pela paciência e amizade de todos;

Aos meus estimados amigos e colegas de curso, Adryane e Kaique pelos anos de convivência, repletos de muitas histórias, risadas, noites viradas e o mais importante muito companheirismo. Vocês foram essenciais para a realização desse trabalho;

Ao Departamento de Engenharia de Petróleo (DPET) pela estrutura dos laboratórios, mais especificamente, o LASIMPET;

À CMG pela licença de softwares de simulação concedida à Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN);

À UFRN por ter proporcionado todas as oportunidades;

Por fim, a todas as pessoas que fizeram parte da minha formação, muitíssimo obrigada!

(8)

SUMÁRIO Capítulo I INTRODUÇÃO 15 Objetivo Geral 15 Objetivos específicos 16 Capítulo II ASPECTOS TEÓRICOS 18 Classificação do Petróleo 18 Óleos Pesados 18

Métodos de Recuperação Avançada de Petróleo 19

2.3.1 Métodos Térmicos 19

2.3.2 Injeção Cíclica de Vapor 20

2.3.3 Injeção Contínua de Vapor 21

Capítulo III

MATERIAIS E MÉTODOS 24

Ferramentas Computacionais 24

Modelagem do Fluido 25

Interações Rocha Fluido 28

Modelagem do Reservatório 30 Configuração de Poços 37 Condições Operacionais 38 Metodologia 39 Capítulo IV RESULTADOS E DISCUSSÕES 41 Escolha do Refinamento 41

(9)

Estudo do Reservatório com diferentes configurações de malha e vazões 42 4.2.1 Análise do Caso 1 49 4.2.2 Análise do Caso 2 53 4.2.3 Análise do Caso 3 55 4.2.4 Análise do Caso 4 58 4.2.5 Análise do Caso 5 60

Comparativo dos Casos Analisados 66

5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 71

5.2 Recomendações 71

(10)

ÍNDICE DE FIGURAS

Capítulo I Capítulo II

Figura 2-1: Injeção Cíclica de Vapor. ... 21

Figura 2-2: Injeção Contínua de Vapor. ... 22

Capítulo III Figura 3-1: Curva P-T ... 27

Figura 3-2: Viscosidade Ajustada. ... 28

Figura 3-3: Curvas de permeabilidade relativa da água e do sistema óleo-água. ... 29

Figura 3-4: Curvas de permeabilidade relativa do gás e do sistema óleo-gás. ... 30

Figura 3-5: Refinamento 1 na vista IJ. ... 33

Figura 3-8: Modelo Original do Reservatório. ... 36

Figura 3-9: Modelo das curvas de níveis gerado pelo simulador. ... 37

Capítulo IV Figura 4-1: Comparativo do Fator de Recuperação entre os Refinamentos ... 42

Figura 4-2: Vista IJ do Caso 1, malha five-spot com 25 poços produtores e 13 poços injetores. ... 43

Figura 4-3: Vista IJ do Caso 2, malha five-spot invertida com 13 poços produtores e 25 injetores. ... 44

Figura 4-4: Vista IJ do Caso 3, malha five-spot com 23 poços produtores e 12 injetores. ... 45

Figura 4-5: Vista IJ do Caso 4, malha five-spot invertida com 12 poços produtores e 23 injetores ... 46

Figura 4-6: Vista IJ do Caso 5, malha five-spot com 30 poços produtores e 16 poços injetores. ... 47

(11)

Figura 4-7: Vista IJ do Caso 6, Malha five-spot invertida 16 poços produtores e 30 poços injetores. ... 48 Figura 4-8: Gráfico das Vazões Totais de Injeção para o Caso 1. ... 49 Figura 4-9: Gráfico das Vazões de óleo para o caso 1. ... 50 Figura 4-10: Evolução da Viscosidade para o Caso 1, a) início; b) 5 anos; c) 10 anos; d) 20

anos. ... 51 Figura 4-11: Diminuição da Saturação de Óleo para o Caso 1, a) início; b) 5 anos; c) 10 anos;

d) 20 anos. ... 52 Figura 4-12: Gráfico do Fator de Recuperação para as Diferentes Vazões para o Caso 2. ... 53 Figura 4-13: Evolução da Viscosidade para o Caso 2, a) início; b) 5 anos; c) 10 anos; d) 20

anos. ... 54 Figura 4-14: Gráfico do Fator de Recuperação para as Diferentes Vazões para o Caso 3. ... 56 Figura 4-15: Evolução da Viscosidade para o Caso 3, a) início; b) 5 anos; c) 10 anos; d) 20

anos. ... 62 Figura 4-20: Gráfico do Fator de Recuperação para as Diferentes Vazões para o Caso 6. ... 63 Figura 4-21: Vazão de Óleo para o caso 6 em 20 anos. ... 64 Figura 4-22: Evolução da Viscosidade para o Caso 6, a) início; b) 5 anos; c) 10 anos; d) 20

anos. ... 65 Figura 4-23: Gráfico do Comparativo da Produção Acumulada para todos os casos em 20 anos. ... 66 Figura 4-24: Gráfico do Comparativo da Vazão de Produção de Água para todos os casos em

20 anos. ... 67 Figura 4-25: Gráfico do Comparativo da Vazão de Óleo para todos os casos em 20 anos. .... 68 Figura 4-26: Diminuição da Saturação de Óleo para todos os casos em 20 anos. ... 69

(12)

LISTA DE TABELAS Capítulo I

Capítulo II

Tabela 2-1: Classificação do óleo baseada na densidade e grau API. ... 18

Capítulo III Tabela 3-1: Composição molar original do fluido do reservatório. ... 25

Tabela 3-2: Propriedades físicas do fluido do reservatório. ... 25

Tabela 3-3: Composição do fluido no reservatório após o agrupamento dos componentes. ... 26

Tabela 3-4: Características físicas do reservatório. ... 31

Tabela 3-5: Refinamento selecionado do reservatório. ... 32

Tabela 3-6: Condições operacionais. ... 38

Capítulo IV Tabela 4-1: Tempo de Simulação para cada refinamento. ... 41

Tabela 4-2: Configurações e quantidades de poços distribuídos para cada caso. ... 43

Tabela 4-3: Comparativo do fator de recuperação... 70

(13)

LISTA DE ABREVIATURAS E/OU SÍMBOLOS E/OU SIGLAS

ºAPI – American Petroleum Institute ºC – Grau Celsius

CMG – Computer Modelling Group FR – Fator de Recuperação

h – Espessura do Reservatório (m) K – Permeabilidade Absoluta (mD) Krg – Permeabilidade Relativa do Gás Krog

–

Permeabilidade Relativa do Óleo Krow

–

Permeabilidade Relativa Óleo-Água Krw

–

Permeabilidade Relativa da Água Np

–

Produção Acumulada (m³)

Pcgo – Pressão Capilar entre o Gás e o Óleo (psi) Pcow – Pressão Capilar entre o Óleo e a Água (psi) PVT – Pressão, Volume e Temperatura

Sl– Saturação de Líquido (%)

STARS – Steam, Thermal and Advanced Processes Reservoir Simulator STD – Condição Padrão

STL – Produção Máxima de Líquidos (m³/dia) Sw– Saturação da Água (%)

µ - Viscosidade do Óleo (cP) γ – Densidade Relativa do Óleo

(14)

CAPÍTULO I:

INTRODUÇÃO

(15)

INTRODUÇÃO

O petróleo tem importante papel quando se trata da garantia da sustentabilidade da vida como uma fonte de energia, pois esse possui grande impacto na sociedade em vários aspectos, tais como: economia, política e necessidades básicas humanas. Em razão da complexidade dos reservatórios, a maximização da recuperação dessa commodity depende do desenvolvimento de novas tecnologias e do emprego dos métodos de recuperação.

Ao ser identificado, um reservatório com reserva de petróleo, a produção de óleo se dá por recuperação primária, na qual o óleo é produzido através da energia primária provenientes do reservatório. No momento que essa energia não for mais suficiente para promover o fluxo dos fluidos até a superfície, ou seja, o regime de produção deixar de ser surgente, os métodos de recuperação são empregados.

De acordo com Rodrigues (2012), os métodos de recuperação podem ser classificados como métodos convencionais e métodos especiais. O primeiro se refere à injeção de fluidos (ex.: água ou gás) com o intuito de manter a pressão do reservatório, adicionando energia para suplementar a energia dissipada, e deslocar o óleo em direção aos poços produtores. Enquanto que os métodos especiais são resultado da aplicação de métodos térmicos, químicos e outros com a finalidade de recuperar o óleo adicional ainda contido no reservatório.

A injeção de vapor se trata um dos métodos de recuperação avançada térmicos mais utilizados, devido a necessidade de recuperar óleo pesados ou extrapesados nos reservatórios. A ação desse se resume na injeção de vapor quente no interior do reservatório a fim de aquecer o óleo contido nele, reduzindo assim a sua viscosidade e com isso facilitando a sua produção como consequência da melhoria no escoamento.

Objetivo Geral

Realizar uma análise da área proposta, reservatório de óleo pesado, utilizando o método da injeção contínua de vapor usando poços injetores e produtores verticais, com o auxílio do simulador STARS da CMG.

(16)

Objetivos específicos

ü Realizar uma análise de influência do refinamento na produção de óleo; ü Fazer um estudo das configurações operacionais do processo, tais como:

· Configurações das malhas; · Vazões de injeção de vapor.

(17)

CAPÍTULO II:

(18)

ASPECTOS TEÓRICOS

Neste capítulo, foram desenvolvidos alguns conceitos e fundamentações teóricas com o intuito de explanar os aspectos teóricos utilizados nesse trabalho, tais como: petróleo, classificação do óleo, produção acumulada, fator de recuperação, métodos de recuperação avançada e outros.

Classificação do Petróleo

O petróleo pode ser classifica em diferentes formas. Uma dessas classificações se dá pelos hidrocarbonetos presentes na cadeia, na qual ele pode ser definido como parafínico, naftênico e aromático. Outra forma classificação toma a densidade do petróleo, propriedade física, como parâmetro de avaliação, a partir dessa se obtém o grau API, o qual foi criado pelo American Petroleum Institute (API). Essas classificações propiciam uma melhor caracterização do petróleo que será conduzido para as refinarias.

O grau API pode ser mensurado através da equação, nas condições padrão de Pressão (1 atm) e Temperatura (20 ºC) através da densidade relativa do óleo ( ), abaixo:

° 141,5 131,5

A Tabela 2-1 indica como o petróleo é classificado com base na densidade e consequentemente no grau API.

Tabela 2-1: Classificação do óleo baseada na densidade e grau API.

Tipo de Óleo Densidade ºAPI

Leve ≤ 0,87 ≥ 31º Mediano 0,87 < ρ ≤ 0,92 22º ≤ ºAPI ≤ 31º Pesado 0,92 < ρ ≤ 1,00 10º ≤ ºAPI ≤ 22º Extrapesado > 1,00 < 10º Fonte: ANP, 2000. Óleos Pesados

Segundo Oliveira Os óleos com alta viscosidade, geralmente compostos de longas cadeias de carbono, limitam a produção primária do reservatório devido às dificuldades no seu escoamento, justamente por isso o seu valor no mercado é inferior quando comparado aos óleos

(19)

com menores densidades e viscosidades. Como medida para minorar essa dificuldade no escoamento, são utilizados os processos térmicos.

Métodos de Recuperação Avançada de Petróleo

De acordo com Rosa (2006), os métodos de recuperação são empregados quando os métodos convencionais decaem em seu desempenho, já que apenas uma pequena fração de óleo consegue ser recuperada por estes. Em decorrência disso, os métodos de recuperação avançada atuam na suplementação dos métodos convencionais provocando uma melhora na sua performance, mediante a modificação das propriedades do fluido e/ou da rocha. Desse modo, irão favorecer o deslocamento dos fluidos no reservatório e o aumento na recuperação, de parte do óleo que se mantém no reservatório.

Como foi dito previamente os métodos de recuperação avançada são classificados em convencionais e especiais. Os métodos convencionais são fundamentados na injeção de fluidos imiscíveis (água ou gás), enquanto os especiais se subdividem nos processos miscíveis, nos processos térmicos, nos processos químicos, entre outros.

Segundo Rosa (2006), os processos miscíveis se dedicam à injeção de Gás Carbônico (Co2), Nitrogênio (N2) e outros no reservatório. Basicamente, os componentes injetados se misturam ao óleo residual, o qual ficou aprisionado devido à ação das forças capilares, configurando uma nova saturação e facilitando o escoamento do óleo.

Os processos químicos trabalham com a injeção de polímeros, tensoativos e outros. A injeção de polímeros resulta numa melhora da mobilidade do fluido, propriedade mensurada através da razão entre a permeabilidade e a viscosidade do fluido em questão, em outras palavras, é a facilidade de fluidez do fluido através da rocha. (ROSA, 2006).

2.3.1 Métodos Térmicos

Com a implementação dos métodos térmicos, a produção de óleos pesados e extrapesados foi promovida. Esses métodos compreendem a injeção de fluidos aquecidos (vapor ou água), a combustão in situ e eletromagnético. (ROSA, 2006).

A injeção de vapor é usualmente aplicada em reservatórios dotados de óleos pesados e tem como base redução da viscosidade desses fluidos a fim de melhorar a mobilidade do óleo, consequentemente aumentar o escoamento e a recuperação desse. É um dos métodos mais

(20)

utilizados em virtude da sua eficácia e viabilidade econômica, o mesmo será objeto de análise desse trabalho. (Rodrigues, 2008).

O mecanismo de funcionamento da injeção de fluidos quentes se dá basicamente através da transferência de calor do fluido aquecido para o fluido (viscoso) que está contido no reservatório. A combustão in situ é promovida através da injeção de ar (contendo oxigênio, O2), o calor ocasionado pela combustão resultando no craqueamento das frações mais pesadas do óleo, na vaporização das frações mais leves, com isso os fluidos aquecidos se movem à frente da zona de combustão reduzindo a viscosidade do óleo ocasionando em uma melhora no escoamento dos fluidos.

2.3.2 Injeção Cíclica de Vapor

A injeção é classificada como cíclica quando se é injetado vapor em um poço produtor e esse mesmo poço é colocado para produzir seguidamente, ou seja, o mesmo poço é utilizado para injeção e produção. De modo mais específico, o processo decorre da injeção de vapor, a qual pode durar alguns dias ou semanas à critério do projeto, em seguida, com o poço fechado, esperam-se alguns dias até que o vapor possa se dissipar pelo reservatório (período de soaking) e por último esse poço é reaberto e colocado para a produzir o óleo aquecido até que seja necessário um novo ciclo. É importante ressaltar que o número de ciclos e repetições está vinculado à viabilidade econômica. A Figura 2-1 ilustra o processo da injeção cíclica de vapor.

(21)

Figura 2-1: Injeção Cíclica de Vapor.

Fonte: Barros, 2014.

2.3.3 Injeção Contínua de Vapor

Na injeção contínua, o vapor é injetado continuamente em alguns poços (injetores) e o óleo é produzido em outros poços (produtores). Ao se injetar vapor, forma-se zona de vapor em torno do poço injetor, a qual irá expandir durante o processo da injeção. A temperatura nessa zona é aproximadamente a mesma do vapor injetado. Para que essa configuração de poços seja distribuída, a injeção de vapor é realizada através de malhas, por exemplo, five-spot, onde um poço produtor situado no centro da malha é cercado por quatro poços injetores, ou a malha do tipo five-spot invertida, na qual se tem um poço injetor central e quatro poços produtores em sua volta. (QUEIROZ, 2006).

Pode-se observar o esquema da injeção de vapor contínua na Figura 2-2, onde a frente do vapor aquecido atinge a zona de água condensada, a qual reduz a temperatura do vapor até a do reservatório. (QUEIROZ, 2006).

(22)

Figura 2-2: Injeção Contínua de Vapor.

Fonte: AIRES, 2013.

Na zona invadida pelo vapor, ocorre posterior declínio na saturação de óleo devido aos efeitos dos mecanismos de gás e de uma possível destilação por vapor e extração por solvente. Os efeitos dos mecanismos de gás são geralmente pouco significativos, já a destilação por vapor pode contribuir de forma significativa para a produção de determinados óleos. (QUEIROZ, 2006).

(23)

Capítulo III:

(24)

MATERIAIS E MÉTODOS

Neste capítulo, foram colocadas as principais ferramentas computacionais utilizadas ao longo deste trabalho, as quais foram fundamentais para a modelagem do fluido e do reservatório como também para as simulações com diferentes configurações de poços e parâmetros operacionais.

Ferramentas Computacionais

Para o desenvolvimento deste trabalho, fez-se utilização das seguintes ferramentas computacionais do grupo CMG (Computer Modelling Group): o WinProp, Builder, STARS, Results Graph, Results 3D. Todos esses processadores previamente citados foram fundamentais para a modelagem do fluido e reservatórios, como também para as diferentes tentativas de adaptação e condicionamento em busca da otimização dos parâmetros de produção.

O módulo WinProp (Phase, Behaviour and Reservoir Fluid Property Program) foi utilizado para a modelagem do fluido do reservatório, pois permite a realização dessa modelagem através das equações de estado, do agrupamento de componentes, dos ajustes de dados de laboratório através de regressão, além disso propicia a criação do diagrama de fase (PVT). Após finalizada a modelagem do fluido, é criado um arquivo com a extensão necessária para o processador que será utilizado o qual pode ser inserido no Builder. (Rodrigues, 2012)

O Builder (Simulation Model Building Application) é o módulo que permite a modelagem de reservatório, a partir da inserção de dados do mesmo, da configuração de malhas e de injeção como também das condições operacionais dos poços (CMG, 2016).

A ferramenta designada para o processamento dos dados e, por conseguinte, responsável pelas simulações realizadas foi o módulo STARS (Steam, Thermal and Advanced Processes Reservoir Simulation), pois está trata especificamente dos processos térmicos e químicos (CMG, 2016).

(25)

Modelagem do Fluido

Como colocado previamente, o módulo do WinProp foi usado para a construção do modelo de fluido do reservatório. Na Tabela 3-1, pode-se observar a composição molar original do fluido do reservatório em questão.

Tabela 3-1: Composição molar original do fluido do reservatório.

Componente Composição molar fluido do reservatório (%) Componente Composição molar fluido do reservatório (%) CO2 0,45 C9 0,04 N2 0,27 C10 0,12 C1 9,91 C11 0,63 C2 0,18 C12 0,73 C3 0,27 C13 1,39 iC4 0,1 C14 0,06 nC4 0,13 C15 2,73 iC5 0,04 C16 1,41 nC5 0,05 C17 2,15 C6 0,05 C18 1,53 C7 0,07 C19 4,03 C8 0,1 C20+ 71,58 Fonte: Autor, 2018.

Nota-se a partir das propriedades físicas do fluido que o fluido a ser estudado se trata de um óleo pesado, o qual dispõe de uma maior porcentagem da fração C20+. Pode-se identificar essas características na Tabela 3-2.

Tabela 3-2: Propriedades físicas do fluido do reservatório.

Propriedades Valor

Densidade do gás 0,7010

Massa molecular 543

Densidade C20+ 0,9763

Grau API 16,76

Coeficiente de expansão térmica do óleo 6,8845 x 10-4 1/oC Fonte: Autor, 2018.

Com base nos componentes mencionados na Tabela 3-1, foi feito um agrupamento desses com o objetivo de reduzir o tempo gasto nas simulações, fazendo o possível para não perder as características do óleo do reservatório. A maneira como foram agrupados pode ser observada na Tabela 3-3.

(26)

Tabela 3-3: Composição do fluido no reservatório após o agrupamento dos componentes.

Componente Composição molar

C7 1E-09 CO2 - N2 0,007739183 CH4 - C3H 0,11135825 IC4 - C5 0,0034396369 C6 -C19 0,16166293 C20 - C30 0,31073599 C31 – C39 0,15084183 C40+ 0,25422218 Fonte: Autor, 2018.

A partir disso, modelaram-se as curvas dos multicomponentes e pseudocomponentes no gráfico P-T (Figura 3-1), no qual se pode inferir que as duas curvas possuam comportamentos similares. Portanto, pode-se utilizar o modelo agrupado dos pseudocomponentes.

(27)

Figura 3-1: Curva P-T

Fonte: Autor, 2018.

Além disso, também foram efetuados ajustes na curva de viscosidade com o objetivo de alcançar um modelo de fluido mais apropriado. O modelo final da viscosidade obtido após a realização regressão pode ser visualizado na Figura 3-2, onde se nota que com o aumento da temperatura há uma redução expressiva na viscosidade do óleo.

(28)

Figura 3-2: Viscosidade Ajustada.

Fonte: Autor, 2018.

Interações Rocha Fluido

Para entender as interações rocha fluido, antes se faz necessário a compreensão da permeabilidade. A permeabilidade é uma propriedade a qual estima a capacidade de uma rocha permitir o fluxo de fluidos através de um meio poroso. Essa é classificada como: absoluta, quando se trata apenas um fluido satura a rocha, ou seja, a saturação desse fluido é 100%; efetiva, capacidade de a rocha permitir o fluxo de um fluido quando existe mais de um fluido saturando a rocha; e relativa, é a relação que existe entre a permeabilidade efetiva da rocha, a qual está parcialmente saturada por um fluido, e a permeabilidade absoluta. (RODRIGUES, 2008)

A Figura 3-3 representa as curvas de permeabilidade relativa óleo-água que foram construídas através da inserção de parâmetros informados no projeto inicial. Na azul, observa-se a relação da permeabilidade relativa do sistema óleo-água e na curva vermelha observa-se obobserva-serva a relação entre a permeabilidade relativa da água, em ambos os casos se percebe uma relação

(29)

inversamente proporcional entre a permeabilidade relativa e a saturação, o que representa o escoamento dos fluidos no reservatório.

Figura 3-3: Curvas de permeabilidade relativa da água e do sistema óleo-água.

Fonte: Autor, 2018.

Similarmente, na Figura 3-4, apresentam-se as curvas da permeabilidade relativa do gás e do sistema óleo-gás, as quais foram geradas a partir de dados informados no projeto inicial da saturação de líquido (Sl), da permeabilidade relativa do gás (Krg), da permeabilidade relativa óleo-gás (Krog) e da pressão capilar entre o óleo e o gás (Pcog).

(30)

Figura 3-4: Curvas de permeabilidade relativa do gás e do sistema óleo-gás.

Fonte: Autor, 2018.

Modelagem do Reservatório

A modelagem do reservatório foi feita no módulo Builder através da inclusão das características físicas do reservatório no programa, as quais podem ser observadas na Tabela 3-4.

(31)

Tabela 3-4: Características físicas do reservatório.

Propriedade Valor Unidade

Contato água-óleo 238 m

Porosidade 20 %

Permeabilidade Horizontal Média (Kh) 1050 mD

Permeabilidade vertical (Kv) 0,12*Kh =126 mD

Compressibilidade da formação @1978,8 kPa 2,1755x10-9 1/kPa Pressão de referência @198m 287/ 1978,8 Psi/kPa

Espessura da última camada 20 m

Temperatura inicial do reservatório 38 oC

Capacidade calorífica volumétrica da formação 2,347 x 106 _J/m3_-K Condutividades térmicas da rocha 2,74 x 105 J/m-dia-K Condutividades térmicas da fase água 5,35 x 104 J/m-dia-K Condutividades térmicas da fase óleo 1,15 x 104 _J/m-dia-K

Condutividades térmicas da fase gás 3900 J/m-dia-C

Capacidade calorífica volumétrica da formação

Overburden e Underburden 2,347 x 10

6 _J/m3_-K

Condutividade térmicas Overburden e Underburden 1,496 x 105 _J/m-dia-K Fonte: Autor, 2018.

Foram efetuados três refinamentos diferentes com a finalidade de selecionar o modelo que melhor representasse o reservatório, levando em consideração o tempo de simulação e a quantidade de blocos. Para isso, foram estabelecidos critérios quanto ao refinamento, ou seja, um modelo menos refinado (10000), um intermediário (28000) e um mais refinado (45000). Os números de blocos nas camadas i (eixo X) e j (eixo Y) partiram da razão entre a distância dos eixos e a quantidade de blocos, a camada k (eixo Z) manteve o valor constante de 20 blocos. A Tabela 3-5 apresenta o detalhamento dos refinamentos utilizados, especificando a quantidade de blocos e o tamanho desses em cada direção de cada um. A Tabela 3-5 detalha a quantidade de blocos e o tamanho desses em cada direção (X, Y e Z).

(32)

Tabela 3-5: Refinamento selecionado do reservatório.

Refinamento Componente Quantidade de Blocos Tamanho dos blocos (m)

Refinamento 1 X 25 52 Y 20 60 Z 20 19 blocos de 1,316 e 1 bloco de 20 Refinamento 2 X 40 48 Y 35 32,28 Z 20 19 blocos de 1,316 e 1 bloco de 20 Refinamento 3 X 50 26 Y 45 26,66 Z 20 19 blocos de 1,316 e 1 bloco de 20 Fonte: Autor, 2018.

Para melhor visualização de como os casos diferem um do outro, geraram-se figuras na vista IJ. A Figura 3-5 representa o primeiro refinamento de 10000 blocos, a Figura 3-6 representa o segundo refinamento de 28000 blocos e o último refinamento é apresentado na Figura 3-7. Além disso, as figuras abaixo exibem as curvas de níveis obtidas para cada um dos casos.

(33)

Figura 3-5: Refinamento 1 na vista IJ.

(34)

(35)

Fonte: Autor, 2018.

A Figura 3-8 ilustra o modelo original do reservatório, informado pelo projeto, o qual possui as seguintes dimensões: 1300 metros de comprimento, 1200 metros de largura e aproximadamente 45 metros de espessura. Ao se comparar, a figura das curvas de níveis anteriores de cada refinamento com o do modelo original se infere que o modelo que mais se aproximou foi o maior refinamento, 45000 blocos, que pode ser visualizado na Figura 3-9.

(36)

Figura 3-8: Modelo Original do Reservatório.

Fonte: Autor, 2018.

.

(37)

Figura 3-9: Modelo das curvas de níveis gerado pelo simulador.

Fonte: Autor, 2018.

Configuração de Poços

Neste trabalho, foram realizadas seis configurações diferentes utilizando poços verticais. No caso 1, ou modelo base original, é composto por 25 poços produtores e 13 poços injetores distribuídos em malhas five-spot invertidas. A distância entre poços produtores é de 160 metros e a distância entre poço injetor e os produtores é aproximadamente 113 metros. O caso 2 apresenta a mesma esquematização de poços, diferindo apenas na configuração das malhas as quais eram invertidas e passaram a ser do tipo five-spot normal com 13 poços produtores e 25 poços injetores.

O caso 3, refere-se ao modelo no qual as malhas five-spot invertidas foram ampliadas, na qual houve um acréscimo na distância entre os poços. Nesse caso, há 23 poços produtores e 12 poços injetores. As distâncias entre os poços produtores são de aproximadamente 200 metros enquanto que a distância entre os poços produtores e o injetor é cerca de 140 metros. No caso 4, a distribuição dos poços é a mesma, porém as malhas five-spot invertidas foram alteradas

(38)

para malhas five-spot normais, por isso nesse caso há 12 poços produtores e 23 poços injetores. Portanto, as distâncias permanecerão as mesmas, mas a distância entre poços produtores passa a ser a distância entre os poços injetores e a distância entre os poços produtores e injetores passa a ser a distância entre os poços injetores e o produtor.

O caso 5, apresenta a inclusão de mais poços no modelo base original, é composto por 30 poços produtores e 16 poços injetores distribuídos em malhas five-spot invertida. As distâncias nesse caso foram as mesmas do caso 1, pois a única alteração feita foi na quantidade de poços, a configuração de poços é a mesma. O caso 6 trata do mesmo modelo original, porém os poços estão distribuídos em malhas five-spot normais, ou seja, nesse caso teremos 16 poços produtores e 30 injetores. As distâncias no caso 6 são possuem as mesmas especificidades do caso 5, porém se invertem.

Condições Operacionais

As condições operacionais empregadas nesse projeto podem ser visualizadas na Tabela 3-6.

Tabela 3-6: Condições operacionais.

Propriedade Valor Unidade

Temperatura de vapor 260 oC

Título de vapor 50 %

Pressão mínima nos poços produtores 196,5/28,5 kPa/psi

Pressão máxima nos poços injetores 3000/435,11 kPa/psi

Produção máxima de líquidos por

poço produtor (STL) 1000 m

3_STD/dia

Duração do projeto 20 anos

Vazões de injeção contínua totais de

vapor 1000, 2000,3000,4000 e 5000 m³ STD/dia

(39)

Metodologia

A metodologia adotada para a realização deste trabalho seguiu os seguintes tópicos: · Pesquisa bibliográfica sobre a temática deste trabalho;

· Realização da modelagem do fluido através do módulo WinProp; · Construção dos refinamentos (três modelos);

· Modelagem do reservatório utilizando o Builder;

· Estruturação das configurações de poços nas malhas five-spot e five-spot invertida; · Análise das vazões de injeção de vapor contínua;

· Organização de gráficos comparativos dos diferentes modelos; · Análise e discussão de resultados;

(40)

Capítulo IV:

(41)

RESULTADOS E DISCUSSÕES

Neste capítulo foram apontados os resultados e discussões obtidos da análise dos casos explorados através de parâmetros como: produção acumulada de óleo, fator de recuperação, temperatura e viscosidade. Além disso, foram feitos comparativos entre os casos gerados.

Escolha do Refinamento

Como mencionado previamente, três refinamentos foram realizados e analisados considerando o tempo de simulação e o fator de recuperação resultante de cada modelo simulado. Os tempos de simulação podem ser visualizados na Tabela 4-1 e os fatores de recuperação na Figura 4-1.

Tabela 4-1: Tempo de Simulação para cada refinamento.

Refinamento Tempo de Simulação

Refinamento 1 15 minutos

Fonte: Autor, 2018.

Como pode se notar, os tempos de simulação não apresentaram valores muito discrepantes, por isso esse parâmetro nos permite optar o modelo mais refinado, já que o mesmo apresenta uma maior riqueza de detalhes por ser dividido em uma quantidade superior de blocos. Porém, quando se analisa o fator de recuperação, percebe-se que o refinamento 3 demonstra um comportamento diferenciado em relação aos demais na Figura 4-1, apesar de possuir as mesmas condições operacionais e diferir apenas na quantidade de blocos, provavelmente, faz-se necessário a realização de mais refinamentos para desvendar a razão dessa divergência de comportamento. Entretanto, para esse projeto o modelo mais refinado foi o selecionado devido à sua proximidade com o modelo original informado e ao seu melhor desempenho no gráfico do fator de recuperação.

(42)

Figura 4-1: Comparativo do Fator de Recuperação entre os Refinamentos

Fonte: Autor, 2018.

Estudo do Reservatório com diferentes configurações de malha e vazões

Nesta seção, foram demonstrados os resultados decorrentes da mudança na configuração das malhas, na distribuição dos poços e na alteração das vazões de injeção. Sendo assim, apresentadas algumas propriedades como viscosidade e saturação do óleo, além de parâmetros como o fator de recuperação, vazão de água e vazão do óleo.

Para tal análise, foram desenvolvidos seis modelos distintos, três casos analisando diferentes vazões de injeção para malhas five-spot e outros três estudando as mesmas vazões adotadas para malhas five-spot invertidas. As configurações e quantidades de poços para cada caso estão descritas na Tabela 4-2.

(43)

Tabela 4-2: Configurações e quantidades de poços distribuídos para cada caso. Configurações e Quantidades de Poços para Cada Caso

Caso 1 Malha five-spot invertida com 25 poços produtores e 13 poços injetores Caso 2 Malha five-spot normal com 13 poços produtores e 25 injetores Caso 3 Malha five-spot invertida com 23 poços produtores e 12 injetores Caso 4 Malha five-spot normal com 12 poços produtores e 23 injetores Caso 5 Malha five-spot invertida com 30 poços produtores e 16 poços injetores Caso 6 Malha five-spot normal 16 poços produtores e 30 poços injetores

Fonte: Autor, 2018.

Com o intuito de facilitar a visualização das configurações de cada caso, as figuras abaixo foram colocadas, respectivamente: a Figura 4-2 apresenta a vista IJ do caso 1; a Figura 4-3 a vista IJ do caso 2; a Figura 4-4 apresenta a vista IJ do caso 3; a Figura 4-5 apresenta a vista IJ do caso 4; a Figura 4-6 apresenta a vista IJ do caso 5; a Figura 4-7 apresenta a vista IJ do caso 6.

Figura 4-2: Vista IJ do Caso 1, malha five-spot invertida com 25 poços produtores e 13 poços injetores.

(44)

Fonte: Autor, 2018.

Figura 4-3: Vista IJ do Caso 2, malha five-spot normal com 13 poços produtores e 25 injetores.

(45)

Figura 4-4: Vista IJ do Caso 3, malha five-spot invertida com 23 poços produtores e 12 injetores.

(46)

Figura 4-5: Vista IJ do Caso 4, malha five-spot normal com 12 poços produtores e 23 injetores

(47)

Figura 4-6: Vista IJ do Caso 5, malha five-spot invertida com 30 poços produtores e 16 poços injetores.

(48)

Figura 4-7: Vista IJ do Caso 6, Malha five-spot normal 16 poços produtores e 30 poços injetores.

(49)

4.2.1 Análise do Caso 1: Malha five-spot invertida com 25 poços produtores e 13 poços injetores

Neste caso, trata-se de uma malha five-spot invertida com 25 poços produtores e 13 poços injetores. Para esta análise foram utilizadas cinco vazões de injeção contínua totais de vapor (1000 m3/dia, 2000 m3/dia, 3000 m3/dia, 4000 m3/dia e 5000 m3/dia). A Figura 4-8 representa os fatores de recuperação obtidos pelas diferentes vazões de injeção do Caso 1.

Pode-se observar na Figura 4-8 que a vazão de injeção de 5000 m3_{/dia detém de um} maior fator de recuperação do óleo quando comparado com as demais vazões. Portanto, percebe-se que a quantidade de vapor injetado tem, geralmente, uma relação diretamente proporcional ao fator de recuperação, em virtude da transferência de calor que se sucede entre o vapor quente e o óleo pesado. Como consequência disso, ocorre também antecipação da chegada do banco de óleo ao poço, ou seja, a produção de óleo inicia antes quando comparada às produções das vazões menores de injeção.

Figura 4-8: Gráfico das Vazões Totais de Injeção para o Caso 1.

(50)

Porém, deve-se atentar que existe um limite para eficiência desse artifício, pois em um determinado momento o aumento da vazão irá resultar em custos maiores relacionados à geração do vapor a ser injetado e ao tratamento da água produzida, considerando que a quantidade de água produzida irá se elevar. Dessa forma, faz-se necessário uma análise econômica para analisar a rentabilidade desse projeto.

Na Figura 4-9 se apresentam as vazões de óleo obtidas para as diferentes vazões de injeção de vapor para o caso 1. Nota-se que o aumento da vazão da produção a partir do terceiro ano, com um aumento considerável a partir do quinto ano e apresentando seus maiores valores no sétimo ano de projeto. Após o décimo ano, a vazão de produção começa a decair, o que é esperado pelo fato do banco de água ter chegado até os poços produtores, fenômeno denominado de breakthrough. Portanto, os poços produtores passam a produzir mais água. Outro efeito a ser considerado com o aumento da vazão é a antecipação da produção, pois uma maior quantidade de óleo passa a ser varrida em um menor intervalo de tempo. Isso explica também o fato do fator de recuperação aumentar, geralmente, com o aumento da vazão de injeção.

Figura 4-9: Gráfico das Vazões de óleo para o caso 1.

(51)

A fim de verificar a eficácia do método empregado, faz-se necessária análise da viscosidade, uma vez que se está trabalhando com um fluido pesado, propriedade a qual está relacionada à resistência de escoamento do fluido. Na Figura 4-10, pode-se visualizar o comportamento da viscosidade para vazão de injeção de 5000 m³/dia. Inicialmente, essa apresentava o valor de aproximadamente 900 centipoise (cp), após um período de 10 anos, uma parte considerável do reservatório sofreu redução dessa propriedade para valores em torno de 20 cp. Por fim, em seus últimos anos, a viscosidade se apresenta em seus valores mais baixos, com base na escala, no reservatório quase como um todo. Portanto, juntamente com a análise da vazão de óleo e do fator de recuperação, conclui-se que o método tem sido satisfatório.

Figura 4-10: Evolução da Viscosidade para o Caso 1, a) início; b) 5 anos; c) 10 anos; d) 20 anos.

Fonte: Autor, 2018.

a) b)

d) c)

(52)

Na tentativa de evidenciar ainda mais o desempenho desse método, observou-se, na Figura 4-11, a diminuição da saturação do óleo para o caso 1 ao longo de 20 anos. Os decaimentos dos valores da saturação de óleo resultam da produção de óleo, isto é, a quantidade de óleo é reduzida, devido à injeção de vapor a qual reduz a viscosidade. Como se pode notar, a saturação, inicialmente, estava em torno de 62% e ao longo do projeto sofre reduções para 30 % chegando até 20% em algumas áreas, ainda se pode perceber que boa parte do óleo está sendo varrida do reservatório.

Figura 4-11: Diminuição da Saturação de Óleo para o Caso 1, a) início; b) 5 anos; c) 10 anos; d) 20 anos.

Fonte: Autor, 2018. C)

a) b)

(53)

4.2.2 Análise do Caso 2: Malha five-spot normal com 13 poços produtores e 25 injetores

O caso 2 difere do caso 1 basicamente apenas na inversão de malha five-spot invertida para malha five-spot normal, pois os parâmetros de injeção de vapor contínua foram utilizados. Com isso, o que se altera é que os poços injetores passam a serem produtores e os produtores passam a serem injetores.

A Figura 4-12 exibe os fatores de recuperação provenientes das diferentes vazões de injeção utilizadas para o caso 2. Pode-se perceber que a resposta ao método da injeção de vapor foi aproximadamente o mesmo valor para a maioria dos valores injetados (2000, 3000, 4000 e 5000 m³/dia), considerando-se os erros, apenas a primeira curva correspondente ao modelo com a vazão de injeção mais baixa não se comportou como as demais. Com isso, infere-se que para o caso com as malhas five-spot normal, a alteração da vazão de injeção não afetará no fator de recuperação e consequentemente na vazão de óleo, o que pode ser consequência de um problema de injetividade.

Figura 4-12: Gráfico do Fator de Recuperação para as Diferentes Vazões para o Caso 2.

(54)

Na Figura 4-13, mostrou-se um comportamento semelhante ao do caso 1, pois a viscosidade do óleo inicialmente apresentava um valor mais elevado, com o decorrer dos anos e emprego do método de injeção de vapor contínua os valores da viscosidade do reservatório reduziriam, comprovando que o óleo pesado teve sua viscosidade reduzida.

Figura 4-13: Evolução da Viscosidade para o Caso 2, a) início; b) 5 anos; c) 10 anos; d) 20 anos.

Fonte: Autor, 2018.

b) a)

(55)

4.2.3 Análise do Caso 3: Malha five-spot invertida com 23 poços produtores e 12 injetores

O caso 3 se distingue dos primeiros casos no tamanho das suas malhas, nesse caso, realizou-se a ampliação dessas malhas, através do aumento da distância entre os poços, com a finalidade de varrer uma maior área do reservatório. Porém, ao realizar a distribuição dos poços, observou-se que a quantidade final desses foi inferior quando comparado aos demais casos, devido a ampliação feita não houve espaço suficiente para distribuir a mesma quantidade de poços inseridos anteriormente. Essa mudança teve impacto no fator de recuperação e produção do óleo, apesar das vazões de injeções utilizadas terem sido as mesmas utilizadas nos outros casos.

A Figura 4-14 apresenta o fator de recuperação para as diferentes vazões de injeção utilizadas. Nota-se um aumento no fator de recuperação à medida que a vazão de injeção é incrementada. Portanto, como esperado, o maior fator de recuperação foi resultado do modelo com maior vazão de injeção (5000 m³/dia) com um valor em torno de 20%. Os demais modelos têm diferença nos valores no fator de recuperação de aproximadamente 3% quando comparados com o modelo subsequente, com exceção do modelo de menor vazão (1000m³/dia) o qual apresentou uma diferença em torno de 7% quando relacionado ao segundo modelo (2000 m³/dia).

(56)

Fonte: Autor, 2018.

A Figura 4-15 representa a evolução da viscosidade ao longo dos 20 anos do projeto como resultado a injeção de vapor aquecido para o caso 3. Observa-se que a viscosidade do óleo se reduziu ao longo dos anos, isso ocorre devido ao aumento da temperatura do reservatório, já que esses dois parâmetros tem uma relação inversamente proporcional. Por isso, a eficiência do deslocamento do fluido e o fator de recuperação sofreram um aumento. Além disso ainda se pode notar também que ao final dos 20 anos o modelo de malha ampliada conseguiu reduzir, visualmente, uma maior área de óleo.

(57)

Fonte: Autor, 2018.

a) b)

(58)

4.2.4 Análise do Caso 4: Malha five-spot normal com 12 poços produtores e 23 injetores

Nesse caso, houve alteração da malha five-spot invertida para a malha five-spot normal, salvo isso as outras características empregadas foram as mesmas do caso 3.

A Figura 4-16 apresenta o fator de recuperação para cada vazão de injeção utilizada. No gráfico abaixo, nota-se que para as vazões de injeção de 2000, 3000, 4000 e 5000 (m³/dia), o fator de recuperação é basicamente o mesmo. Portanto, não seria uma opção viável aumentar a vazão de injeção e obter o mesmo fator de recuperação. Nesse caso, a vazão de injeção mais baixa que obteve o mesmo resultado das maiores seria a selecionada. Além de ter atingido um menor fator de recuperação quando comparado com os demais casos.

(59)

Nota-se na Figura 4-17 que a inversão da malha não foi uma alternativa tão eficaz quando comparada aos outros sistemas utilizados anteriormente, pois ainda restaram algumas áreas com óleo pesado no reservatório, possivelmente, resultando numa menor produção de óleo o qual pode ser confirmado pelo menor fator de recuperação que se apresentou para o caso 4.

Fonte: Autor, 2018.

a) _b)

(60)

4.2.5 Análise do Caso 5: Malha five-spot invertida com 30 poços produtores e 16 poços injetores

Nesse caso, trabalhou-se na inclusão de mais poços nas malhas distribuídas fazendo uso das mesmas distâncias entre poços utilizadas no caso 1 (malha original invertida).

A Figura 4-18 permite a visualização dos fatores de recuperação obtidos por cada modelo de injeção adotado. Nota-se um aumento no fator de recuperação com o aumento da vazão de injeção. Em razão disso, o modelo o qual apresentou uma melhor resposta foi o de maior vazão de injeção (5000 m³/dia), indicando um valor no fator de recuperação em torno de 22%. Os dois primeiros modelos de vazão têm diferença nos seus valores no fator de recuperação de aproximadamente oito pontos percentuais entre si, já o segundo quando comparado com o terceiro modelo apresenta uma diferença em torno de três pontos percentuais. O modelo de injeção de 4000 m³/dia apresenta uma diferença muito pequena no fator de recuperação quando comparado ao de maior injeção. Sabendo disso, provavelmente, o modelo com vazão mais próximo do valor máximo de recuperação atingido seria o escolhido, uma vez que quanto mais se injeta, maiores os custos envolvidos.

(61)

Fonte: Autor, 2018.

A Figura 4-19 representa o avanço na mudança da viscosidade em função do aumento da temperatura do reservatório como consequência do vapor injetado. Nesse caso, uma maior área de óleo tem sua viscosidade reduzida em um menor intervalo de tempo, em cinco anos o que nos outros casos levou cerca de 10 anos, e ao final praticamente toda área aparenta ter sofrido modificação na viscosidade do óleo estava contido nela.

(62)

Fonte: Autor, 2018.

4.2.6 Análise do Caso 6: Malha five-spot normal 16 poços produtores e 30 poços injetores

No caso 6, tratou-se de uma malha five-spot normal com as mesmas características utilizadas no caso anterior, ou seja, os poços produtores se tornaram injetores e vice-versa. Na Figura 4-20, o gráfico exibe os fatores de recuperação obtidos para as diferentes vazões de injeção, no qual se observa que as três últimas vazões são muito aproximadas e seria

a) b)

(63)

mais viável economicamente utilizar uma menor vazão de injeção, já essa obteve praticamente o mesmo resultado. Além disso, esse caso apresenta o melhor fator de recuperação alcançado quando comparado com os demais casos, porém se faz necessária uma análise de viabilidade econômica, pois este modelo conta com a inclusão de mais poços, o que encarece o projeto.

Fonte: Autor, 2018.

Na Figura 4-21, pode-se observar que as vazões de óleo têm um comportamento similar, apenas curva para a vazão de injeção mais baixa difere das demais. Confirmando o comportamento apresentado no gráfico anterior. Portanto, ao se utilizar uma vazão mais baixa se pode produzir praticamente a mesma quantidade de óleo, isso seria uma economia para o projeto.

(64)

Figura 4-21: Vazão de Óleo para o caso 6 em 20 anos.

Fonte: Autor, 2018.

A Figura 4-22 apresenta a evolução na mudança da viscosidade ao longo do reservatório durante 20 anos. Percebe-se que a viscosidade se reage de maneira similar quando comparada aos casos anteriores, mas ao final acaba reduzindo a viscosidade de uma maior quantidade de óleo, o que se comprova com o valor do fator de recuperação alcançado ter sido o maior em relação aos fatores de recuperação dos demais casos.

(65)

Fonte: Autor, 2018.

a) b)

(66)

Comparativo dos Casos Analisados

Dada a análise de cada caso separadamente, fez-se uma análise comparativa dos seis casos entre si para a vazão de injeção de 5000 m³/dia a fim de identificar quais modelos apresentaram melhor resultado. Para isso, realizou-se um comparativo da saturação de óleo, da produção acumulada de óleo, da vazão de óleo e da vazão de produção de água para cada caso. Percebe-se, na Figura 4-23, no comparativo da Produção Acumulada (Np) que o caso 6 apresentou uma maior Np, porém no caso 5 ocorreu uma antecipação e aumento expressivo na Np a partir de 2004 se estendendo até 2010 onde tem comportamento praticamente constante. Enquanto que no caso 1, a curva da Np se apresenta intermediária as curvas dos casos citados anteriormente, havendo um aumento da Np a partir de 2008 prolongado até 2020. Os demais casos, não se comportaram de maneira satisfatória, pois seus valores de Np só sofreram pequeno aumento depois de 10 anos de projeto.

Figura 4-23: Gráfico do Comparativo da Produção Acumulada para todos os casos em 20 anos.

Fonte: Autor, 2018.

FR20ANOS = 28,4%

(67)

O gráfico apresentado na Figura 4-24 representa as vazões de produção de água obtidas por cada caso. Pode observado que a curva de produção de água do caso 5 se destacou em relação às demais, pois a quantidade de água que foi injetada já está atingindo os poços produtores em aproximadamente cinco anos de projeto, ou seja, ocorreu o breakthrough (BT). A curva do caso 1 apresentou um comportamento parecido com a do caso 5, porém levou alguns anos a mais para atingir o BT. A curva do caso 6, apesar de apresentar um crescimento gradual demora cerca de 10 anos para aumentar a produção de água. Os outros casos, como mencionado previamente não conseguiram obter bons resultados quando comparados com os casos 1,5 e 6.

Figura 4-24: Gráfico do Comparativo da Vazão de Produção de Água para todos os casos em 20 anos.

Fonte: Autor, 2018.

A fim de confirmar o que as análises dos gráficos assim demonstraram, gerou-se a Figura 4-25, na qual as vazões de óleo produzidas para o caso 5 teve seu pico de produção com cinco anos de projeto e daí em diante decaiu devido ao BT. A curva 1 começa a produzir vazões

(68)

mais altas de óleo a partir com aproximadamente sete anos perdurando até os 10 anos, onde começa a diminuir. Já a curva do caso 6 tem seus valores de produção mais altos com cerca de oito anos de projeto perdurando até aproximadamente 16 anos de projeto, o que fez com que esse caso atingisse uma maior NP e um maior FR.

Figura 4-25: Gráfico do Comparativo da Vazão de Óleo para todos os casos em 20 anos.

Fonte: Autor, 2018.

A Figura 4-26 auxiliou na análise da quantidade de óleo que foi varrida como consequência da injeção de vapor. Percebe-se que as reduções na saturação do óleo confirmam o que foi dito previamente ao analisar a Np e as vazões de produção.

(69)

Figura 4-26: Diminuição da Saturação de Óleo para todos os casos em 20 anos.

(70)

Em conjunto com as figuras apresentadas previamente, as tabelas 4-3 e 4-4, as quais representam, respectivamente, os fatores de recuperação e as produções acumuladas para cada caso, corroboraram para apontar quais seriam as melhores respostas ao método de injeção de vapor. Nota-se nas tabelas abaixo que ocorreu um problema de injetividade para a malha ampliada normal e na malha original normal, pois estas apesar do aumento da vazão de injeção de vapor total não impactaram na Np e no FR, portanto a injeção pretendida não está conseguindo ser efetuada. Além disso, percebe-se que os maiores FR e Np foram dos casos da malha five-spot normal com mais poços incluídos, da malha five-spot original invertida e da malha five-spot invertida com mais poços.

Tabela 4-3: Comparativo do fator de recuperação em 20 anos. Fator de Recuperação em 20 anos (%)

Malha: +Poços Ampliada Original

Vazão (m³/d) Invertida Normal Invertida Normal Invertida Normal

1000 6,8 16,7 3 6,6 11 13 2000 14,9 22,8 11 9,9 16 17,8 3000 17,9 26 14,7 10 19,8 18,3 4000 20 27,6 17,5 10 22,2 18,4 5000 21,5 28,4 19,7 10 23,8 18,5 Fonte: Autor, 2018.

Tabela 4-4: Comparativo da produção acumulada em 20 anos. Produção Acumulada em 20 anos (m³)

Malha: +Poços Ampliada Original

Vazão (m³/d) Invertida Normal Invertida Normal Invertida Normal 1000 201.424 504.657 90.883,2 200.164 331.968 389.424 2000 451.114 690.654 330.879 300.294 481.710 535.941 3000 542.020 787.960 442.520 299.054 596.372 553.304 4000 605.040 835.820 528.327 301.811 671.319 556.820 5000 647.752 856.940 593.660 302.772 720.216 557.949 Fonte: Autor, 2018.

Portanto, após essas análises, foi possível apontar quais casos lograram melhor resultado para o método implementado a este projeto. Porém, não é possível assegurar qual método deve ser, de fato, o melhor para ser aplicado. Por esse motivo, faz-se necessária uma análise técnica econômica para verificar qual sistema é o mais viável.

(71)

5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

Nesta seção foram colocadas as conclusões adquiridas através desse trabalho e também algumas recomendações para futuras análises.

5.1 Conclusões

· O método térmico adotado por esse trabalho se mostrou opção apropriada para o reservatório (óleo pesado) proposto nesse trabalho;

· Conseguiu-se obter fatores de recuperação acima de 20% chegando a quase 30% com a alteração das malhas e mudanças nas vazões de injeção, já que a distribuição/configuração dos poços e a quantidade de vapor a ser injetado interferem na produção de óleo;

· O aumento da vazão de injeção nem sempre resulta em um aumento no fator de recuperação, pois se leva em consideração que a quantidade de água produzida irá aumentar em proporção ao aumento da vazão de injeção;

· O caso 5, malhas five-spot invertidas com 30 poços produtores e 16 poços injetores, teve melhor resposta ao método, apesar de não apresentar o maior fator de recuperação e produção acumulada. Porém, as configurações dos casos 1 e 6 também poderiam ser consideradas boas alternativas.

5.2 Recomendações

· Efetuar uma análise mais aprofundada dos refinamentos, uma vez que o maior refinamento apresentou um comportamento distinto dos demais, apesar de terem sido inseridas os mesmos dados;

· Realizar uma análise econômica para definir qual projeto seria mais viável para o reservatório apresentado.

(72)

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

AIRES, Jussyara Dalianne Martins. Estudo e desenvolvimento de um campo de óleo pesado submetido ao processo de injeção contínua de vapor. 2013. 50f. Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação) - Departamento de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, RN, 2013

CMG, Computer Modelling Group Ltda. Guía para el usuario. Steam, Thermal and Advanced Reservoir Simulator – STARS. Versão 2016, Calgary-Alberta-Canadá.

BARROS, Tiago Carvalho Cavalcante. Estudo do processo de injeção cíclica de vapor aplicado a um reservatório de óleo pesado. 2014. 61f. Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação), Departamento de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Natal, RN, 2014.

RODRIGUES, Marcos Allyson Felipe. Estudo paramétrico da segregação gravitacional na injeção contínua de vapor. 2008. 160f. Dissertação (Mestrado em Ciência e Engenharia do Petróleo), Programa de Pós Graduação em Ciência e Engenharia do Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal.

RODRIGUES, Marcos Allyson Felipe. Análise de Viabilidade de Injeção de Fluidos Alternativos ao Vapor em Reservatórios de Óleo pesado, 2012. Tese (Doutorado em Ciência e Engenharia do Petróleo), Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia do Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2012.

ROSA, Adalberto José; CARVALHO, Renato de Souza; XAVIER, José Augusto Daniel. Engenharia de reservatórios de petróleo. Rio de Janeiro, Interciência: PETROBRAS, 2006, 832p.

QUEIROZ, Gertrudes Oliveira. Otimização da injeção cíclica de vapor em reservatório de óleo pesado. 2006. 119f. Dissertação (Mestrado em Engenharia Química), programa de Pósgraduação em Engenharia Química. Área de concentração: Pesquisa e Desenvolvimento de Tecnologias Regionais – Engenharia de Processos. Sub Área: Modelagem e Simulação de Processos, Universidade Federal do Rio Grande do Norte Natal, RN, 2006.